國內燃煤電廠煙氣超凈排放技術路線

1、1.脫硝系統(tǒng)在已調研項目中，脫硝系統(tǒng)多采用低NOx燃燒器+SCR催化劑的組合方式，該類系統(tǒng)技術成熟，運行可靠。執(zhí)行超凈排放的燃煤電站與常規(guī)電站相比較，脫硝系統(tǒng)區(qū)別主要在于SCR催化劑的填裝層數(shù)，改造工程多將原有的2+1(2層填裝，1層備用)層催化劑直接更改為3層全部填裝，部分電廠(華能高碑店、華電永利)采用4層SCR催化劑。改造后系統(tǒng)脫硝效率可以提升至8590%，采用現(xiàn)有技術可以滿足超凈排放NOx<50mg/Nm3要求。2.脫硫系統(tǒng)在已調研的電源點中多燃用中低硫煤種，其中執(zhí)行超凈排放指標的電站燃煤含硫量為0.410.89%，對于新建機組，相對于常規(guī)脫硫系統(tǒng)采用的新技術有：雙托盤、性能增強

2、環(huán)、增加噴淋層、增加漿液泵等，對于改造機組，多采用增加一座吸收塔的方式，改進后系統(tǒng)脫硫效率達到9899%，可滿足超凈排放SO2<35mg/Nm3的指標要求。3.除塵系統(tǒng)實現(xiàn)超凈排放指標的電廠中，除塵系統(tǒng)分為兩條技術路線：煙氣冷卻器+五電場低低溫靜電除塵器+高效除塵FGD+濕式靜電除塵器;五電場旋轉極板靜電除塵器(末電場采用旋轉極板)+高效除塵FGD+濕式靜電除塵器。調研結果顯示，此兩條路線均可滿足超凈排放PM<5mg/Nm3的要求。案例分析超凈排放技術是燃煤電廠執(zhí)行以天然氣為燃料的燃氣輪機組的大氣污染物排放限值，如下表所示。1.浙能嘉興發(fā)電廠1.1工程概況嘉興發(fā)電廠現(xiàn)共有8臺發(fā)電機

3、組，總裝機容量5000MW。一期裝機容量為2×300MW，1995年12月投產發(fā)電。二期工程裝機容量為4×600MW，2005年10月全部投產發(fā)電。三期裝機容量為2×1000MW，2011年10月全部投產發(fā)電。本次調研內容為三期工程，2014年6月完成了2臺機組超凈排放技改。1.2煙氣處理技術1.2.1除塵：采用低低溫除塵+濕式電除塵技術，煙囪出口煙塵濃度<2.1mg/Nm3。1.2.2脫硫：采用石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)，改為3+1臺漿液泵，增加一層托盤變?yōu)殡p托盤脫硫塔，除霧器改為一級管式除霧器+兩層屋脊式除霧器。煙囪出口SO2濃度<17.5 mg/N

4、m3。1.2.3脫硝：采用“超低NOx燃燒器+增加預留層新型改性催化劑”。煙囪出口NOx濃度<39 mg/Nm3。1.3下一步改造計劃：已實現(xiàn)超凈排放，暫無新改造計劃。2.浙能六橫發(fā)電廠2.1工程概況浙能六橫電廠是全國首個離岸海島大型燃煤火電廠，規(guī)劃建設4臺1000MW超超臨界機組，一期工程建設2×1000MW超超臨界。在2014年7月正式投入商業(yè)運行。試運行期間污染物排放指標為：NOx<26mg/Nm3、SOx<25mg/Nm3、PM<5mg/Nm3，全面達到超凈排放標準。2.2煙氣處理技術2.2.1除塵：采用“電除塵器(ESP)+旋轉極板+濕式除塵器”，煙

5、囪出口煙塵濃度<5mg/Nm3。2.2.2脫硫：采用石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)(托盤技術+增效環(huán))，煙囪出口SO2濃度<25mg/Nm3。2.2.3脫硝：采用低NOx燃燒器及SCR脫硝工藝。煙囪出口NOx濃度<26 mg/Nm3。2.3下一步改造計劃：已實現(xiàn)超凈排放，暫無新改造計劃。3.神華國華舟山發(fā)電廠3.1工程概況神華國華舟山發(fā)電廠擁有125MW機組一臺，135MW機組一臺,300MW機組一臺，350MW機組一臺。其中，4號機組(1X350MW超臨界機組)為新建機組，于2014年6月投入商業(yè)運行，全面達到超凈排放標準。3.2煙氣處理技術(4號機組)3.2.1除塵：采用“電除

6、塵器(ESP)+高頻電源+旋轉極板+濕式除塵器”，煙囪出口煙塵濃度<2.38mg/Nm3。3.2.2脫硫：采用高效海水脫硫技術，煙囪出口SO2濃度<2.86mg/Nm3。3.2.3脫硝：采用低NOx燃燒器及SCR脫硝工藝。煙囪出口NOx濃度<20.5mg/Nm3。3.3下一步改造計劃：已實現(xiàn)超凈排放，暫無新改造計劃。4.天津軍糧城電廠4.1工程概況天津軍糧城發(fā)電有限公司(以下簡稱“軍糧城電廠”)共分5期建設，其中5期9、10號機組(2×350MW)分別于2010年7月和10月投產發(fā)電。4.2煙氣處理技術(4號機組)4.2.1除塵：采用“布袋除塵器+濕式電除塵器”，煙

7、囪出口煙塵濃度<5mg/Nm3。4.2.2脫硫：沿用石灰石-石膏濕法脫硫技術，采用“新增串聯(lián)二級脫硫塔+煙塔合一”。煙囪出口SO2濃度<35mg/Nm3。4.2.3脫硝：采用低NOx燃燒器及SCR脫硝工藝，加裝一層新催化劑，改造后SCR出口NOx排放濃度能夠<50mg/Nm3，脫硝率>88.9%。4.3下一步改造計劃：已實現(xiàn)超凈排放，暫無新改造計劃。5.華能北京熱電廠5.1工程概況華能北京熱電廠一期工程共四臺燃煤發(fā)電機組，四臺機組額定發(fā)電總功率為845MW，1999年6月全部投產。5.2煙氣處理技術5.2.1除塵：2013年3月開始改造，采取了“低低溫+移動極板+電除塵

8、增容+三相交流電控制技術”的技術路線，于當年10月完成全部改造，改造后除塵器出口粉塵濃度從原來的35mg/Nm3左右下降到了8mg/Nm3左右。5.2.2脫硫：原無脫硫裝置，2005年6月開始改造，采取“新建石灰石-石膏濕法脫硫島”和“煙塔合一”路線，2006年12月完成全部改造，脫硫改造的設計效率為96%，脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度低于1100mg/Nm3,脫硫后SO2排放濃度小于50mg/Nm3。脫硫后的煙氣經由煙塔(即冷卻塔)排出。5.2.3脫硝：2007年1月開始改造，在原有低氮燃燒器的基礎上采取”新增SCR脫硝裝置”路線，2007年12月完成，在脫硝裝置入口濃度450mg/Nm3左右的情

9、況下，1號機組煙囪入口的的氮氧化物排放濃度可達到30mg/Nm3以下，24號機組的氮氧化物排放濃度可達到50mg/Nm3以下。5.3下一步改造計劃：擬采用托盤技術對吸收塔進行改造，并增加和優(yōu)化噴淋層的噴嘴，增加煙道除霧器等措施。6.天津北疆電廠6.1工程概況天津國投津能發(fā)電有限公司(天津北疆電廠)分兩期建設，一期工程建設2×1000MW超超臨界燃煤發(fā)電機組，于2009年11月投入商業(yè)運行。二期工程規(guī)劃建設2×1000MW超超臨界燃煤發(fā)電機組，兼顧采暖用汽及工業(yè)用汽，已于2013年12月24日取得國家發(fā)展改革委核準批復。6.2煙氣處理技術6.2.1除塵：一期工程原有靜電除塵器

10、，2012年4月開始改造，采取“電除塵系統(tǒng)控制系統(tǒng)升級”路線，煙囪出口煙塵排放濃度分別為14.3mg/Nm3和13.8mg/Nm3。6.2.2脫硫：基建配套脫硫設施，采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，設計脫硫效率96.3%，2013年1、2號機組SO2平均排放濃度分別為78.59mg/Nm3、79.13mg/Nm3。6.2.3脫硝：基建配套脫硝設施，采用SCR脫硝技術。2013年1、2號機組NOx排放濃度分別為70.68mg/Nm3和83.30mg/Nm3。6.3下一步改造計劃6.3.1除塵：“低低溫靜電除塵器+高頻電源+濕式靜電除塵器”，改造后最終實現(xiàn)煙囪出口固體顆粒物排放濃度小于5mg/N

11、m3，綜合除塵效率不低于99.96%。6.3.2脫硫：沿用現(xiàn)有的石灰石石膏濕法脫硫工藝，對吸收塔和附屬系統(tǒng)進行增效擴容改造，即采用雙塔雙循環(huán)技術，增設二級脫硫塔。改造后，脫硫效率由原設計值96.3%提高到98.9%，二氧化硫排放濃度降至35mg/Nm3以下。6.3.3脫硝：沿用現(xiàn)有的SCR煙氣脫硝工藝，通過啟用備用層、增加一層催化劑的手段提高脫硝效率。脫硝系統(tǒng)改造后，NOx排放濃度小于50mg/Nm3。6.3.4二期新建工程：除塵路線采用“低低溫靜電除塵器+濕式靜電除塵器”，煙囪出口固體顆粒物排放濃度5mg/Nm3，綜合除塵效率不低于99.96%。脫硫采用“石灰石-石膏濕法單塔雙循環(huán)工藝”，脫硫效率不低于99.1%，煙囪出口SO2排放濃度30mg/Nm3。脫硝采用“低NOx燃燒技術+SCR煙氣脫硝”，脫硝裝置效率不低于85%，煙囪出口NOx排放濃度45mg/Nm3。圖6-1 天津北疆電廠全景7.上海外高橋第三發(fā)電廠7.1工程概況上海外高橋第三發(fā)電廠(以下簡稱“外三”)建設2×1000MW國產超超臨界燃煤機組，于2008年6月全部投產。7.2煙氣處理技術